油田抽油機范文

導語：如何才能寫好一篇油田抽油機，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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目前，在我國各油田的抽油機總數已超過10萬臺，是各油田的主要耗能設備。按每臺電機容量30KW（實際上不止于此，在油田使用最多的是37KW和45KW電機，部分使用55KW和75KW電機）計算，裝機總容量在三百萬千瓦以上。作為油田生產中使用最多的耗能設備，抽油機拖動電機的負載率普遍較低，造成能源浪費。

在實際開采作業過程中，抽油機受油井的井深、油質、雜質、含沙量、含水量等諸多客觀因素的影響，須調整作業沖次、沖程，甚至更換電機、改變電機的功率；同時，由于油田所處地理位置、緯度的不同，以及所處地區的氣候等自然因素，也會對開采作業產生影響，要求抽油機根據實際工況進行相應的速度調整。

鑒于以上所述油田抽油機的技術要求以及使用的社會效益，抽油機對電機控制系統的基本要求是：

大范圍的、穩定可靠的無級調速；

具有比較顯著的節電效果。

一、IMS系列油田抽油機伺服調速節能控制柜

IMS系列伺服控制器是時光科技有限公司研制、開發的擁有自主知識產權的交流異步電機伺服控制器。其控制對象是普通的三相交流異步電機，控制精度達到同步伺服電機的控制水平。IMS系列伺服控制器調速范圍廣，定位精度高，低速轉矩大，軟件功能完善。

針對油田工作的實際需求，時光公司研制了IMS系列油田抽油機伺服調速節能控制柜。此伺服控制柜結合抽油機的運行工況和油井的實際情況，及時地、自動地調整電機的運行速度、加速度、扭矩等參數，使原有拖動電機在高效、節能狀態進行工作。

通過在中原、勝利、遼河油田的實際應用，證明了IMS系列油田抽油機伺服調速節能控制柜可以簡便而安全的進行調速操作，大大降低了現場操作人員的工作強度，提高了生產效率，并取得了明顯的節能效果。

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【關鍵詞】抽油機 故障 油田

隨著社會的高速發展，人們的生活質量也不斷的得到提高，出行工具早已代替了傳統的自行車等交通工具，取而代之的是各種各樣的汽車，而這些都需要消耗大量的油資源。社會的不斷發展，對油的使用量也不斷的攀升。因此，對油田進行開發利用在現代社會中有著非常重要的作用。抽油機作為其工作的常用工具，有著很大的構造優勢，相對于其他工具來說它的構造非常的簡單，使工作人員使用起來非常的便捷。然而，采油工程的工作特性使得工作地點往往都是荒無人煙的地方，而且每次工作時間都非常的長，這就使得抽油機要長時間的處于工作狀態，這就要求其自身必須非常的經久耐用。但是，現階段我們使用的抽油機總是在工作的過程中出現這樣或者那樣的問題，因此，我們必須有效的將其經常出現的問題得到有效的解決，只有這樣才能更好的滿足采油工程對其的要求。

1 抽油機中常見的故障問題

1.1 曲柄銷故障

在抽油機的所有故障中，曲柄銷出現問題的次數最多。它充當的是抽油機的連接紐帶，有效地將連桿以及曲柄進行串聯，并利用這個過程來將動力傳輸給其他設備，同時帶動自身進行運動，除此之外，它還承受著曲柄錐以及連桿的雙重張力。通過對曲柄銷多次產生的故障的分析和研究，我們發現造成其出現問題的因素有很多，主要的有以下幾種：一是地基的原因，由于采油工程的工作地點常常是荒郊野外，因此，抽油機經常處于不同的地理環境中，也承受著不同的壓力。二是在設置抽油機時我們必須保證其曲柄鍵處于一個水平線上，但是實際操作中往往會出現傾斜、扭曲的現象，這種現象會使減速箱承受著比較大的剪應力，然后會致使曲柄銷承受的力分布不平衡，最終導致曲柄銷出現斷裂；三是使用的是劣質的曲柄銷，劣質產品的使用會大大降低其工作質量，甚至會造成故障問題出現；四是沒有對其進行良好的維護，只有對其進行良好的維護工作才能保證其正常運行，否則會造成抽油機運動失衡現象，從而導致斷裂現象出現；五是抽油機的設置出現偏差，沒有很好的將抽油機進行設置也會在一定程度上加快曲柄銷的磨損程度，從而造成問題的出現。

1.2 減速箱滲漏故障

減速箱在抽油機中也有著非常重要的作用，致使其出現滲漏問題的因素也非常的多，常見的有這幾種：一是減速箱在工作時需要進行高速的運轉，在這個時候就會是減速箱的內部和外部的壓力變的不同，而他們之間的差異就會導致很多熱量生成，這就使得其內部的溫度逐步的增加，導致其承受的壓力也逐漸的增加，從而導致滲漏問題產生；二是不合理的軸頭密封構造以及大量的使用油等等都會造成滲漏問題的發生。

1.3 抽油機偏磨的問題

抽油機的偏磨問題常見的有兩種，一是單面偏磨；二是雙面偏磨。他們之間的不同之處在于雙面偏磨中油管受到磨損的面積比單面的小些，但是它的受損程度則較為嚴重。

2 抽油機常見故障的處理對策

2.1 如何解決曲柄銷出現的問題

想要解決問題先要做的是發現問題并弄清楚為什么出現這種狀況的，然后再對癥下藥進行解決。在查找曲柄銷出現問題的原因是要注意一些細小的內容，比如，各個方向是不是保持著水平狀態，連桿是否達到了要求的長度等等。

2.2 如何解決減速箱滲漏的問題

解決問題時最重要的就是要對癥下藥，根據具體的問題采取相應的辦法進行解決。因此，在解決滲漏問題的時候也要根據產生這種現象的具體原因進行。對于由于減速箱和軸承端蓋兩者的貼合太緊的原因而出現的滲漏問題，我們看可以在他們之間加墊一個石棉墊，但是要保證墊子的周邊沒有細碎的毛邊；對于由于回油孔不順暢的原因產生的滲漏現象，我們首先要將對回油孔進行有效的疏導工作，如果出現的堵塞現象特別厲害的化就要考慮換個新的設備。對于沒有控制好合適的密封力度的原因產生的滲漏問題，我們要調試出合適的力度，同時要經常的對設備進行很好的維護。

2.3 如何解決抽油機偏磨的問題

面對采油工程中嚴重的抽油機發生偏磨的現象，我們采取了許多的方式方法，常用的有：一是加大抽油桿的旋轉力度，這樣就可以大大的減少因為長時間的重復同樣的動作而產生的磨損現象，二是巧妙的利用擁有滾輪設備的防偏磨器，這樣就能在很大程度上降低油管在工作過程中受到磨損的可能性，這種含有滾輪的裝備因其自身的優勢，在抽油機中得到了廣泛的使用；三是在設備中加入抗彎防磨副裝置，它能有效的將摩擦得到轉化，將由原有的處于油管和抽油桿兩者之間的相互磨損轉變成摩擦桿和滑套兩者之間的，由于滑套自身的特性，使得它可以自行使自己處于最為合理的地方，這就在一定程度上有效的減少油管和抽油桿兩者的相互磨損，有效的解決抽油機偏磨的問題。

3 總結

抽油機對于采油工程有著非常重要的作用，為了保證采油工作的順利進行，就必須要使用高質量的抽油機。但是，現階段的抽油機經常出現問題，這在很大程度上影響了我國采油工程的發展。本文對其常見的問題進行了深入的分析，并且提出了一些解決方案。明確了抽油機出現問題的原因，并對這些因素進行對癥下藥，使其得到有效的解決，確保抽油機能夠在任何環境下都能進行高效的工作。除此之外，我們還要加強對施工人員的培訓，增強其專業能力，確保抽油機能夠得到最有效的使用，從而促進我國采油工程更好的發展。

參考文獻

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【關鍵詞】抽油機；自動控制；節能

長慶油田地處鄂爾多斯盆地，橫跨陜、甘、寧、蒙、晉五省（ 自治區），是典型的“三低”油田。依據“十二五”規劃，到2015年，長慶油田油氣當量將達到5000萬噸，油井總數也將達到5萬口。年耗電量接近10億千瓦時，占油田生產總用電量的60%，是主要的耗能大戶。抽油機采油系統平均效率約20%，低于全國平均水平，為進一步提高抽油機采油系統效率，節約能源，降低開采成本，對建立低碳節約型企業、實現油田經濟有效開發，研制開發數字化抽油機就顯得尤為重要。

1、數字化抽油機發展歷程

長慶油田自推廣數字化油田以來，抽油機作為油田開發的主要設備及耗能大戶，受到了極大的關注。游梁式抽油機作為油田生產中的主要設備，近幾年國內外針對游梁式抽油機研制開發做了大量工作，但都沒有很好的與抽油機運行參數進行有效結合，致使抽油機不能工作在最佳狀態，系統效率低下。針對此問題，長慶油田相繼研制開發了第一代數字化抽油機、第二代數字化抽油機和第三代數字化抽油機。

第一代數字化抽油機將井口采集器部分與抽油機控制單元有效的集成在抽油機控制柜中，實現對抽油機運行參數的實時采集及遠程啟停控制；第二代數字化抽油機在具備第一代所有功能的基礎上實現了抽油機的自動調參目的。第三代數字化抽油機在第二代的基礎上，簡化沖次自動判定的程序和方法，利用地面示功圖判定油井產液量，從而實現沖次的自動判定和調整。

2、數字化抽油機介紹

2.1數字化抽油機定義

數字化抽油機是具備數據采集、傳輸和遠程及本地控制功能的抽油機。主要由抽油機、智能控制柜、一體化載荷懸繩器、傳感器、平衡調節裝置和標準化布線系統六部分組成。

2.2數字化抽油機的主要功能

數字化抽油機與傳統抽油機最大的區別在于數字化抽油機可以實現生產數據的實時采集和遠程控制。其主要功能包括：

（1）油井運行參數的實時采集傳輸。

（2）實現抽油機的遠程控制（主要對抽油機實現遠程啟停、平衡度及最佳工作沖次的判斷及調整）及語音提示/報警。

（3）實現軟啟動和過載保護。

數字化抽油機可以根據油井負荷大小使抽油機工作在最佳平衡狀態，根據產液量情況使抽油機達到最佳沖次，根據油井工況最大限度的使抽油機的運行參數與油井參數相匹配，發揮抽油機的最大工作能力，達到低碳開發、節能開采的目的。

3、數字化抽油機在合水油田應用效果分析

合水油田地處甘肅省合水縣境內，是典型的超低滲透油藏，經過多年反復勘探，2008年才大規模滾動式的開采。目前，合水油田共有油井1674口，其中使用數字化抽油機452套，占抽油機總數的27%，雖然現在數字化抽油機的比重小，但數字化抽油機較老式抽油機節能、高機采效率的特點，使得數字化抽油機在合水油田后期投產的油井中被廣泛使用。

3.1總體介紹

數字化控制系統由遠端控制系統及站控系統遠程控制兩部分組成，總體結構如圖1.

3.2應用情況分析

3.2.1提高效率，降低成本

數字化抽油機在合水油區后期建設井組被廣泛使用，其所具有的遠程控制功能，操作員工只需輕點鼠標，即可完成調沖次、調平衡、啟停井。節約了成本，效率也得到提高。

3.2.2安全系數高

控制系統具備防雷、電源防閃斷功能。變頻器具備：電機過載保護、電流限幅、輸入缺相檢測、輸出缺相檢測、加速過流、減速過流、恒速過流、接地故障檢測、散熱器過載、變頻器過載、負載短路等等保護功能；電機過載能力強，最大過載電流為1.5倍額定電流。由于電壓不穩、雷電等原因造成的設備損壞事件明顯減少。由于日常操作均采用遠程控制，人與抽油機直接接觸幾率大大減少，避免了老式抽油機現場操作時人身傷害事故的發生。

3.2.3工作環境得到改變

未安裝數字化抽油機的井組，只能實現對抽油機的遠程啟停控制，調節沖次、平衡，仍然需要員工到現場操作。而油井基本分布在人煙稀少、交通不便的山上，員工現場操作工作環境惡劣，數字化抽油機的使用，改變了操作員工的工作環境。

4、結論

數字化抽油機目前已在合水油田廣泛使用，與傳統抽油機相比，數字化抽油機具有自動計算平衡度，自動調節平衡，根據功圖充滿程度智能分析，計算出合理沖次，利用變頻器自動調節電機轉速，達到智能調節沖次等功能。數字化抽油機在合水油田的使用，員工的工作環境得到改善，提高了工作效率，降低了生產成本。

參考文獻

[1]冉新權，朱天壽.《油氣田數字化管理》.石油工業出版社，2011.10

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【關鍵詞】抽油機 運行效率 技術

我國的石油開采基本使用抽油機向外抽油的方式采油，但是目前抽油機的工作效率在一般地區遠遠低于國外水平。因此，提高抽油機的效率成為抽油系統亟需解決的一個問題。所以我們有必要對這些問題進行分析與研究，為開發新型節能設備、提高油田經濟開發效益以及可持續戰略的發展做出努力。

1 影響抽油機運行效率的因素

1.1 地面及地下的磨損

在地面上，油區中大多數抽油機會時常出現對不上中井的狀況，這是由于抽油機太過陳舊，從而導致基礎下沉、井口部位歪斜。這不僅增加了盤根的摩擦阻力，致使抽油桿摩阻增大，而且造成油井盤根時常漏油，甚至出現盤根跑油現象，加大了管理難度，因此地面的效率嚴重下降。

在地下部分，隨著時間的增長，泵中的機械雜質會隨著液體的運動而磨損泵體；同時，不同地區巖石、地層埋深、流體物性、地層壓力以及溫度的差別會導致偏磨老化、腐蝕、結蠟、出砂和高氣油比等現象越來越多的出現；加之油管絲扣本體斷脫加劇，更使得抽油機能耗增加、系統效率降低。

1.2 電動機的原因

目前，在一些地區，燒毀電動機和變壓器的事故時常發生，這是因為大部分油田配置的機型與產能不相符，一些低產井仍然在高參數下生產，致使電機處于“低電壓、高損耗、大電流、低效率”的運行狀態；同時，抽油機還存在一些問題如電流上下沖程峰值差異大、載荷變化大及平衡度較低等等，這是造成電動機設備老化、功率損耗大、運行效率下降的重要原因。

1.3 抽油機自身的原因

目前，我國油田主要使用的是油田的耗電大戶――游梁式抽油機，它的用電量約占油田總用電量的40%。這種抽油機是周期性變載荷，扭矩曲線與曲柄平衡的正弦曲線差別很大，導致凈扭矩曲線在曲柄軸上波動較大，甚至出現負值；而曲柄的角度在運行過程中是不斷變化的，角度不同平衡效果就不同。盡管平衡效果越差，發電就越多，但是電動機效率最低的階段恰恰是在電動和發電的轉換過程之時，因此整體的效率就降低了；此外，在換向過程中，游梁式抽油機的懸點加速度比較大，此時抽油桿變形就會更大，而這種變形導致泵中活塞與光桿的運動規律產生明顯差異，直接造成運行效率降低。

據調查研究，由于油區半數以上油井的最大載荷都超過了允許范圍，所以抽油機的電機和減速箱會運行不平穩、平衡效果差，這是導致抽油機傳動效率降低、能耗增高的又一重要原因。

1.4 人為管理的原因

（1）油管嚴重漏失、斷脫等使得抽油機空抽，而管理人員未能及時發現問題，直接導致管柱損失功率。

（2）由于管理不當，油井降回壓力度不夠，增加了井口、油管、泵的漏失量，從而使效率降低。

（3）大多數工作人員對節能產品和節能技術的認知不足，致使使用的節能產品實際上并不節能，甚至有可能會增加能耗。

2 如何提高抽油機的運行效率

2.1 如何提高地面及井下的系統效率

首先，在地面上要從三方面來提高效率：匹配合理的電機功率、提高抽油機平衡度以及使用高效電機。

參數優化、桿管優化是提高井下系統效率的有效途徑，此外，盤根摩阻和原油的物性對系統效率也會有一定影響。一般來說，選用抽油機井系統效率優化軟件是較快捷的方法，這樣，針對一口具體的抽油機井，就能很方便的得到最優化的參數組合方式，當然前提是滿足提液的需要。還有，調節好盤根的松緊度以及對中調整光桿也是提高系統效率的重要方法。

2.2 節能裝置的改造與更換

（1）低轉速電機：可有效降低管桿的運行速度，使抽油機沖次降至3 r/min以下，還能降低裝機功率和運行能耗。

（2）高轉差率節能電機：它的功能是增加抽油機在輕負載期間的運行速度、降低重負載期間的運行速度。這種電機每個沖次可達到25-50%的速度變化，優點是啟動力矩大、電流小、高功率運行，線路損耗低等等，具有十分明顯的節能效果。

（3）CHU智能節電控制柜：此設備提高抽油機系統效率的原理是調節電機勵磁電流以及抽油機在一個沖程中實際消耗的功率，它的應用很好的降低了電機燒毀的風險和員工調參的頻次，大大提高了工作效率。

2.3 技術及其應用

首先，在抽油機拖動裝置節能技術方面，有許多新技術：如利用寬帶式長沖程抽油機可使沖程在不停機狀態下無級調節，減輕了工人的勞動強度，同時，也提高了節電量和系統效率；還有抽油機專用永磁同步電動機、實施窄V型聯組帶、改制盤根盒、玻璃鋼抽油桿等技術都可以從不同方面來提高抽油機的運行效率。

此外，我們也要積極推廣應用節能新技術：如應用減載泵、深抽油井配套油管、碳纖維桿等新技術可減少懸點載荷、降低能耗；利用地面節能設備、在氣油比較高的井上應用二級采油工藝也是節能的新方法。

在提高抽油泵技術方面，為了克服砂卡、氣體、摩擦等影響，提高排量系數，使油井參數與供液能力相匹配，提高系統效率，引進了防砂泵、防氣泵、新型固定閥罩等新技術，取得了明顯效果。

在地面節能管理技術方面，定期保養、減少地面磨損、搞好抽油機的平衡、對低效電動機強制檢修以及加強機采提液管理技術都是非常重要的措施。

3 幾點認識和思考

通過以上分析和研究，我們可以看到，綜合考慮、全面兼顧影響抽油機效率的各個因素是提高其效率的必要條件。

（1）匹配合理的電機功率，降低功率損耗，避免大馬拉小車的現象，對不能進行電機調整的井，應用三相異步復式雙速電動機；同時，將電機電力電容器并聯后可以減少不必要的損耗；另外，平衡抽油機來降低電機軸功率的波動也是有效的方法之一。

（2）利用高效抽油設備維護和保養地面：如雙驢頭抽油機和皮帶抽油機等。

（3）泵效是影響機械采油系統效率的一個主要因素。沖次減小、泵徑增大有利于提高系統效率，能有效減少桿管磨損，延長檢泵周期；同時，提高泵的抗磨蝕性能、定期檢泵等措施來維護泵的正常工作，也可以減少能耗、提高效率。

4 結語

由于影響抽油機系統效率的環節及因素較多、涉及面寬泛，因此我們應系統考慮其影響因素并實施綜合性的節能措施，從提高設備性能、加強日常管理等多方面綜合治理，這樣才能較完善的提高油田抽油機效率，從而實現降本增效、提升經濟效益的目的。

參考文獻

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關鍵詞：抽油機井; 漏油; 故障; 分析

1 抽油機井漏油原因分析

油層中的流體在地層壓力的作用下，通過與套管連通的射開部位進入到油套環行空間；然后在抽油泵抽吸作用下，通過篩管、泵固定凡爾、泵游動凡爾、油管，由井下舉升到地面（普通抽油機井井下管柱）；然后通過油管掛、總閥門、生產閥門和回油閥門進入到回油管線。通過對流體在井下管柱和井口流動過程分析，抽油機井產生漏失部位主要包括井口、油管和抽油泵。

1.1 井口漏油。

一是閥門不嚴造成漏失。在開關閥門過程中，不嚴格按照相關操作規程平穩操作，造成閥門不嚴。二是油管掛座封不嚴造成漏失。在作業或其它施工過程中座入油管掛時，由于操作等原因造成盤根壞或者有雜物墊住油管掛，使之座封不嚴。

1.2 油管漏油。

一是油管上扣時絲扣上偏。二是使用液壓鉗上扣過緊致使油管絲扣損壞。三是對下井油管檢查不細，將已腐蝕或破損的油管下入井內。 四是絲扣未刺干凈，造成油管上扣不緊或檢查不細。五是大排量熱洗過程中，由于液柱對管柱沖擊，造成油管松動。六是由于偏磨影響，抽油桿偏磨油管。

1.3 泵漏油。

一是熱洗周期制定不合理。二是熱洗過程中，不嚴格按照操作規程，質量差。三是作業沖砂過程執行不好。四是作業施工時，不刺桿管或不徹底。五是工具車間檢查不細。六是含油物性差。七是其它原因。漏失產生原因還包括設備和工具質量問題，抽油機參數不合理等。

2 診斷方法

2.1 示功圖法。

常用的示功圖法對受單因素影響的純抽井，一般可得出較準確的判斷結論。但對受自噴因素影響或中上部油管漏失井，診斷準確性會大大降低。有的抽油井因含有自噴因素而導致示功圖形狀呈扁平狀，用示功圖法分析將會與漏失原因混同；有的抽油井上部油管漏失，但測得的功圖為正常圖。可見，示功圖法很難正確診斷抽油機井井下的實際情況。

2.2 憋壓診斷法。

對于在用地面示功圖法解釋之后的抽油機井，為進一步核實是否漏失，對該井進行憋壓診斷。憋壓診斷法是通過在開關井的條件下通過記錄、觀察井口壓力變化來診斷泵況的方法。憋壓診斷方法應同時測得憋壓曲線，憋壓曲線就是起機關井和停機關井的不同條件下，各測一條油壓與時間變化的關系曲線。

2.3 綜合判斷法。

綜合判斷法，即根據每天錄取抽油機井工作的有關生產數據，對數據中變化較大的井，綜合分析，查找原因，進行泵況診斷。生產數據主要包括產液量、含水、沉沒度。對有的井的產液量未降，含水突然上升，沉沒度上升等，通過核實量油和含水，測功圖及對同井組油水井資料看。當有的抽油機井液面高于漏失部位，由于套管壓力大于油管壓力，油井產液量恢復到原來正常時產液量，但含水上升，產油下降，從功圖和產液量無法診斷該井漏失，必須通過含水資料和憋壓曲線才能準確判斷。

3 漏油部位確認

示功圖可以解釋泵漏失和下部油管漏失。通過憋壓過程和憋壓曲線可以判斷漏失部位。

3.1 游動凡爾漏油。當游動凡爾因機械性損壞或因結蠟等原因而關閉不嚴時，便有漏失孔道產生。在憋泵過程中，表現為在起機關井時，油壓表指針擺動幅度較大，擺幅值隨漏失程度的增大而增大。在停機關井時壓力不下降。

3.2 油管漏油和井口漏油。在憋泵過程中，表現為在起機關井時，油壓表指針擺動幅度相對較小，擺幅值隨漏失程度的增大而增大，如果漏失發生在油管上部或井口且動液面在井口，則從套壓表還可以看到指針隨光桿的上下行程而擺動；在停機關井時油壓下降，套壓上升。

3.3 固定凡爾漏失。固定凡爾漏失與游動凡爾漏失的機理相同，只是由于進排液順序相反，一個發生在上沖程，一個發生在下沖程。在停機關井時壓力不下降。

4 漏油問題處理和漏油預防措施

一是井口漏失的檢查和處理。在憋泵過程中，如果檢查出是由于生產閥門、回油閥門不嚴造成泄壓，或套管閥門不嚴造成油套連通，則需要重新關緊或更換閥門；檢查油管掛是否座封，如不座封需重新調整；檢查油管掛盤根是否壞造成串通，如果壞，需重新更換。

二是油管漏失的檢查和處理。如果油管漏失，只能依靠作業施工處理，在作業施工過程中，作業質量跟蹤人員要嚴格把關，要求作業隊按操作規程完井。

三是泵漏油的檢查和處理。泵漏失有三種情況：首先是球座是否刺損或球磨損。其次是凡爾球有雜物或其它硬物墊住，使球與球座密封不嚴。再次是活塞襯套磨損造成漏失。如果由于結蠟影響，可以通過熱洗處理。否則只能作業處理。

漏油預防措施。一是強化作業質量是預防漏失的前提條件。油管漏失產生的主要原因在于作業施工質量，作業時應加強責任意識，嚴格執行作業操作規程，特別是桿管清蠟和油管整體打壓工序。

二是加強作業質量跟蹤是預防漏失的重要手段。同時，單位每個采油單位設立了專職作業質量跟蹤員進行培訓、上崗，并實施作業質量全工程監督。

三是合理制定熱洗周期，嚴格執行熱洗操作規程是預防漏失的根本途徑。所以，應該根據單井的實際情況，結合相關數據，進行合理制定。

四是合理優化參數是預防漏失的重要保證。合理優化參數，使抽油機井在合理工作制度下生產，使慣性載荷對管、泵影響小，它是預防漏失的重要保證。

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關鍵詞：油管 抽油桿 磨損 腐蝕 治理

中圖分類號：TE34 文獻標識碼：A 文章編號：

0引言

勝利油田油井的約80%使用抽油機采油技術。偏磨腐蝕而造成油井檢泵作業的工作量約占全年抽油機井檢泵作業工作量總和的50%，管、桿的使用壽命也因偏磨腐蝕而縮短了40%～60%。因此探索應用新技術、新工藝減少偏磨腐蝕,是降低采油成本的有效措施之一。1 抽油機井管桿偏磨原因分析1.1 井斜的影響

自然井斜，從垂直來看，井筒是一條彎曲旋扭的線條，油井井深超過600m～800m一般會出現扭曲現象。隨著鉆井技術的發展和油田開發需要，定向斜井不斷增多。地層蠕變造成套管變形，使井段出現彎曲變形，地層蠕變嚴重時會導致油井報廢。由于套管變形和井斜使油管產生彎曲。在抽油機井生產時，抽油桿的綜合拉力F或綜合重力(抽油桿的重力和各種阻力的合力)產生了一個水平分力，在水平分力(抽油桿對油管內壁的正壓力)的作用下，油管和抽油桿接觸產生摩擦。在彎曲度較小的地方，油管內壁和抽油桿接箍產生摩擦，油管偏磨面積較大，磨損較輕。而彎曲度越大的地方，不僅油管內壁與抽油桿接箍產生摩擦，油管內壁與抽油桿桿體也產生摩擦，油管偏磨面積較小，磨損較嚴重。1.2 油井生產參數的影響

在偏磨腐蝕的油井中，沖程短、沖次高時，偏磨的部位相對較小，偏磨次數頻繁，磨損較嚴重，破壞力大。許多抽油機井的沖程為≤3m，沖數為6次/min，磨損較嚴重。1.3 產出液介質的影響

當油井產出液含水大于74.02%時產出液換相，由油包水型轉換為水包油型。也就是說，管、桿表面失去了原油的保護作用，產出水直接接觸金屬，腐蝕速度增加。摩擦的劑由原油變為產出水，由于失去原油的作用，油管內壁和抽油桿磨損速度加快，磨損嚴重。產出液中CO2含量越高，產生的H+越多，pH值越低，產出液酸性越明顯，腐蝕性越強。產出液中H2S與Fe反應生成FeS，而H+對油管和抽油桿產生氫脆腐蝕。由于PH值低，H+多，而產出液含CI-高，化學平衡為H+ClHCI，從而形成了具有鹽酸強腐蝕性的體系。1.4 偏磨和腐蝕相互作用相互促進

管、桿偏磨使管、桿偏磨表面產生熱能，從而使管、桿表面鐵分子活化，而產出液具有強腐蝕性，使偏磨處優先被腐蝕。由于腐蝕，使管、桿偏磨表面更粗糙，從而磨損更嚴重。偏磨和腐蝕并非簡單的疊加，而是相互作用，相互促進，二者結合具有更大的破壞性。1.5 縫隙和沖蝕

產出液含水較高及產出液的強腐蝕性，使油管、抽油桿螺紋聯接處產生縫隙腐蝕；另外，產出液對油管公螺紋外緣的沖刷作用，再加上產出液的強腐蝕性，發生沖蝕，易使油管公螺紋老化。油管螺紋聯接處在偏磨腐蝕、縫隙腐蝕和沖蝕的綜合作用下，易使該處產生油管斷脫、刺漏。1.6 管桿的材質

管桿材質及表層涂料的強度和耐蝕性不同,管桿耐腐蝕性和壽命不一樣。1.7 抽油機井抽油循環過程中油管彈性收縮彎曲，底部抽油桿受壓失穩

下沖程時,液柱載荷由抽油桿轉移到油管上，抽油桿卸載發生彈性收縮產生螺旋彎曲。繼續下行時將受到柱塞與泵筒間半干磨擦阻力及液流通過柱塞產生的阻力和井液產生的對抽油桿的浮力。這些阻力均比桿柱底部第一根抽油桿的臨界載荷值大得多，因此抽油桿柱下部很容易發生失穩彎曲,而此時油管承載拉伸基本為直線，所以下沖程時管桿相互偏磨損傷。上沖程時，液柱載荷由油管轉移到抽油桿上，中和點以下油管因卸載而發生彈性收縮產生螺旋彎曲，抽油桿承載拉伸為直線，油管、抽油桿相互偏磨成為必然。2 偏磨腐蝕防治對策針對孤東采油二礦油井偏磨腐蝕的特點，根據“防、治相結合”的原則，對偏磨腐蝕的油井應采取一系列的新工藝、新技術。2.1 加緩蝕劑

加緩蝕劑是解決油井井筒和地面集輸系統腐蝕的一種常用、有效方法。其原理是通過緩蝕劑加入到產出介質中，在金屬表面形成一種致密薄膜，使金屬本體與腐蝕介質隔離開來，以達到保護金屬、防止腐蝕的目的。另外，通過油井緩蝕劑在油管內壁形成的保護油膜，起到作用，達到減少磨損的目的。如: k622-8,K622x9。2.2 加長尾管和管柱錨定

加長尾管僅能減輕管柱彈性彎曲。管柱錨定又有機械預張力錨定，液壓張力錨定，支撐式錨定三種工藝。機械預張力錨定雖是預防油管彎曲的最有效措施，但施工操作復雜，且起出管柱時安全性差，有可能卡鉆，因此該項工藝至今未得到很好的推廣使用；液壓張力錨定雖能利用油套壓差將管柱錨定在管柱伸長最大的部位，操作簡單，但在整個錨定伸縮過程中，錨牙始終磨損套管，對套管有一定的損傷；支撐式錨定僅能防止管柱底部運動而有助于提高泵效，但是，由于泵上油管受壓產生螺旋彎曲嚴重，將加重油管抽油桿偏磨，是最不應該采用的錨定方式。如：K622-8,K71-27。2.3 抽油桿扶正器

在治理油井偏磨方面，滾輪式和滾珠式扶正器由于易卡輪和不耐腐蝕的原因，目前已很少使用，兩瓣對卡式KBV3OH型尼龍扶正器在抽油桿上滑動，扶正效果差，脫落的碎片易卡泵，使用受到限制。KZX型防偏磨扶正器、KBV型固定式扶正器、扶正接箍、KZX型防偏磨扶正器等，它們各具特點。在淘汰金屬類抽油桿扶正器后，抽油桿扶正目前較為普遍采用的是安裝在抽油桿接箍端的五棱螺旋雙接頭活動式非金屬尼龍扶正器和碳纖維扶正器。在控制抽油機井油管本體與抽油桿接箍的偏磨方面起到了較好預防作用。如：K71-123。

2.4 加重桿

加重桿是防止桿柱底部抽油桿彎曲的有效方法。它能使桿柱中和點下移，且可以降低桿柱的交變應力幅度，延長抽油桿疲勞斷裂周期。加重桿在清洗修復時發現加重桿也同樣存在偏磨和彎曲問題，現場測量φ42mm加重桿直徑最小僅為φ35mm，且部分加重桿有彎曲現象，這說明了加重桿也同樣需要扶正防偏磨。2.5 抽油桿分選、增強修復

抽油桿采取分選修復和增強修復，從管理和修復工藝上來提高和保證抽油桿機械性能。2.6 油管旋轉器

油管旋轉器，通過自動旋轉油管改變油管與抽油桿的偏磨面，使磨損面均勻分布，從而達到延長油管使用壽命的目的；另外，已安裝偏心井口的油井，轉動井口也可達到以上目的。2.7合理調整生產參數

在保持產液量不變的情況下，由短沖程、高沖次，改成長沖程、低沖次，增加偏磨面積，減少偏磨次數，以達到延長油管和抽油桿使用壽命的目的。2.8 應用新技術、新工藝

運用無管采油等技術，無管采油裝置最大的優點是：空心抽油桿不易彎曲，而且與國套管間的環形空間遠大于普通抽油桿與油管間的環形空間，因此該裝置能有效的避免管桿間的偏磨，在油管與抽油桿間偏磨較嚴重的井上使用更能顯示其優越性。“偏磨副”抽油桿扶正器，安裝在抽油桿上，當抽油桿上下運動時，“偏磨副”靜止不動，既起到扶正作用，又避免了抽油桿與油管間的磨損。3 結論和建議抽油桿與油管偏磨腐蝕的主要原因是井斜、抽油桿柱彎曲、高含水和產出液的強腐蝕性。綜合含水上升使偏磨腐蝕更加明顯，而介質的強腐蝕性加速了偏磨腐蝕。加藥防腐、抽油桿扶正、管桿旋轉、調整生產參數、應用無管采油等新技術(新工藝)是防治偏磨腐蝕的有效措施。針對油井的不同情況，制定綜合的防治措施才能達到防治偏磨腐蝕的良好效果，以便取得最佳的經濟效益。

【參考文獻】

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[4]劉志明.井下作業工具.北京石油工業出版社，1998

篇7

關鍵詞：稠油原油 原油降粘 化學技術

近年來，我國的常規石油開發技術的已經日漸成熟，加上石油管道集輸技術，極大的促進我國的是石油行業的發展，但是油田若是想要加大生產量，就必須采取非常規的原油開采，尤其是對油田稠油的開采，由于稠油中含有大量的瀝青質以及膠質物質，使得稠油原油的粘度非常，不適合常規的石油開采，進而加大了稠油油田的開采難度，為了能降低稠油開采的難度以及節約石油開發成本，通過化學試劑實現有效降低稠油原油的粘度，進而實現稠油原油的常規方式開采，實現稠油油田原油大量開采。

一、稠油原油化學降粘技術開發的理論基礎

1.稠油原油降粘原理

稠油原油中的膠質以及瀝青質分子物質中具有羥基、羧基、氨基以及羰基等有機化合物，導致膠質分子與瀝青質分子間發生劇烈的氫鍵作用，瀝青質分子中的芳雜稠環平面互相堆積使得極性基團間的氫鍵產生的瀝青質粒子，而膠質分子則是相反是通過及受到氫鍵的固定產生瀝青質粒子的包覆層，這兩中粒子的氫鍵可以相互連接，進而導致原油的高粘度增高。可將稠油的高粘度主要與膠質粒子和瀝青質粒子的相互作用有關，或者是與稠油原油中膠質粒子和瀝青質粒所形成的高聚化合物有關的，除此之外在稠油中的膠質粒子、瀝青質粒子和雜原子、有機金屬原子結合形成化合物，導致稠油粘度過高、流動性差，這些高聚化合物或者是混合物的分子量較大、密度高，雖然含量很低但是嚴重影響了稠油原油的粘度，導致稠油原油開采困難。

2.稠油原油的化學降粘技術的開發

稠油原油的化學降粘技術是我國目前稠油油田原油開發中運用廣泛的開采技術，除此之外還有稠油油藏進行水熱催化降粘技術，但是因為化學降粘技術在我國的發展成熟，開發成本低以及符合我國的稠油油田原油開發環境，為此我們對稠油原油的化學降粘技術的開發進入深入研究，經過多年的努力，我國的稠油油田原油化學降粘技術的代表有水溶性的乳化降粘技術和油溶性稠油化學降粘劑的降粘技術。

水溶性的乳化降粘技術在我國的稠油油田原油開發中一種常用的化學降粘技術，其降粘效果顯著，乳化降粘技術除了單獨使用降粘之外，還可作為輔助降粘劑促使其他原油降粘方式降粘，例如使用蒸汽以及蒸汽吞吐降粘技術降粘的方式基礎上使用乳化降粘技術，兩中降粘方式的結合使得降粘效果更為顯著。水溶性的乳化降粘技術主要是將稠油乳化后形成的乳狀液進行降粘，進而實現有效的降低稠油的粘度，目前我國的石油礦產中，稠油儲量是輕油儲量的幾倍，所以為加大石油的開采量，必須加大對稠油原油的開發力度，但是稠油藏油區塊分散、油層薄以及含油面積小等，導致稠油油田無法使用常規的石油方法開采，加上化學降粘劑能夠降低稠油原油粘度，但并且完全效果，對此使用水溶的乳化降粘技術進行降粘，不僅有效的降低稠油原油粘度，而且還有效提高稠油開采的經濟效益，應用前景廣闊。

油溶性稠油化學降粘劑的降粘技術是通過原油降凝劑降低稠油原油粘度的開采技術，根據膠質和瀝青質的性質，在高溫或者溶劑的作用下極易出現層隙疏松性質，使得降粘劑的分子滲入，增大降粘劑的降粘效果，但是根據不同種類的稠油的不同的膠質與瀝青質分子結構，需要選擇不同的化學降粘劑，通常而言，化學降粘劑只是在一定程度上起到降低了稠油的凝固點的效果，石油中還有的蠟，基于其網狀結構會導致稠油結構的粘度局部消失，整體粘度下降，當前對稠油化學降粘劑研究目的主要是為了研制價格更為低廉、效果更為明顯的化學降粘劑，以增強稠油低溫的流動性，使得其能夠采取稠油開采及管輸的技術需求。但是目前根據化學降價劑的使用情況來分析，多數人使用者只是重視的化學降粘劑的降粘效果，缺乏對降粘劑與和原油之間的相互作用分析，反而在一定程度上限制了化學降粘劑的化學效果的，為此加強改進稠油降粘劑的降粘技術對稠油原油開發至關重要。

二、稠油原油的化學降粘技術的應用

1.稠油原油開發的應用

雖然我國稠油的儲量豐富，但是由于大多數的油藏區塊分散，含油面積不大，導致造成了我國的稠油開采困難，或者通過電熱或蒸汽吞吐等經濟方法進行開采所得到的效果低下，為了在稠油原油開發的過程中獲取更多的經濟效益，通常采用化學降粘方式開采或者輔助開采，我國的稠油化學降粘技術主要應用在油層解堵、井筒降粘、蒸汽吞吐以及輸油管的降粘等幾個方面中，在稠油的開采中應用最多，通過化學降粘技術降低稠油粘度，不僅促進稠油的開發，更是提高了原油的產量以及降低原油的運輸成本，還減少稠油中氮、硫等物質產生，大大降低了稠油開采成本。

2.在管道集輸中的應用

我國開采出來的稠油原油含蠟量的較高，，這種原油在低溫中流動性差，不適合管道集輸，所以在管道集輸之前需要通過加熱原油的方式，以促進稠油的管道集輸，但是我國東部油田的產量逐年下降，我國的稠油原油開發不得不轉向西部，但是這導致稠油原油管道集輸相當困難，加熱原油促進管道集輸的方式不適和長距離的原油管道集輸，而采用降凝降粘劑使輸油管長期處于常溫狀態，能夠有效地解決這一困難，不僅提高稠油的長距離的輸送技術，還促進石油行業的快速發展。

三、結束語

稠油油田原油化學降粘技術是我國稠油原油開發的重要技術，其發展狀況直接影響到我國石油行業的發展，為此對其技術創新需要重視。

參考文獻：

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[2]李炯.流動改進劑在原油長輸管道的應用研究[J].油田化學，2011，4（2）：146―155.

篇8

關鍵詞： 敏感性； 稠油油藏； 開發； 王莊油田

中圖分類號： TE345 文獻標識碼： A 文章編號：1009-8631（2010）06-0055-02

引言

王莊油田屬典型的粉細砂巖敏感性稠油油藏，地質條件復雜，原油物性差，國內外無成功開采的先例。針對這種現狀，深化對敏感性稠油油藏敏感性機理研究，搞清王莊油田沙一段儲層平面、垂向敏感性變化規律，對常用粘土防膨劑進行篩選，防止粘土礦物的膨脹，開展注汽過程中的油層保護技術研究，對注入工藝進行優化，努力提高注汽質量，突破制約強水敏稠油油藏開發的技術瓶頸，是實現王莊強水敏稠油油藏有效動用的關鍵。

一、概況

王莊油田位于山東省利津縣王莊鄉，構造上處于東營凹陷北部陡坡帶西段，北靠陳家莊凸起，西為鄭家潛山，南鄰利津油田。沙一段為主力油層，探明含油面積23.8Km2，石油地質儲量3084×104t。油藏埋深1150m-1250m，有效厚度5m-20m，孔隙度25-40%，滲透率在20-3000×10-3μm2之間，原油密度在0.953-0.989g/cm3之間,原油粘度在2000-30000mPa.s之間，油藏類型為受構造、巖性控制的層狀強水敏稠油油藏。

二、儲層敏感性實驗

（一）水敏實驗

為了準確描述王莊油田儲層強水敏的主要原因并提出相應的防膨措施，利用沙一段實際巖心，開展粘土礦物常溫、高溫下水化膨脹機理、熱采過程中礦物的溶解和轉化、水巖反應等室內試驗。試驗表明蒸餾水測滲透率保留率平均只有氣測滲透率12.1%，遠低于強水敏的界限30％，儲層評價為強-極強水敏。

沙一段儲層粘土礦物含量在8-30%之間，平均13.8%，伊蒙混層含量60-80%，根據10口井213塊樣品掃描電鏡分析和激光拉曼鑒定技術分析，鏡下伊蒙混層處于低轉化程度的蒙脫石帶，蒙脫石主要為薄膜鱗片狀，以鈉基型為主，鈣基型相對少，鈉基型膨脹率是鈣基型的20倍以上，直接造成強親水粘土膨脹。

（二）儲層平面、垂向敏感性變化規律試驗

為了搞清王莊油田沙一段儲層平面、垂向敏感性變化規律，室內進行了敏性性評價試驗。儲層敏感性評價的實驗方法和敏感程度的評價標準按照原中國石油天然氣總公司行業標準SY/T5358－94《砂巖儲層敏感性評價實驗方法》執行。

從完成的10口井敏感性實驗結果分析，儲層存在強-極強水敏、中等堿敏、弱酸敏、速敏、鹽敏。

（三）高溫高壓下水敏性變化的動態物模實驗研究

在蒸汽注入過程中，地層溫度逐漸升高，在井筒附近區域形成一段高溫區。但隨著時間的推移，熱量逐漸波及到地層深部。由于注蒸汽的溫度比較高，一般超過300℃，地層中的粘土礦物會發生或多或少的變化，水敏感性也因此發生了變化，常規的敏感性實驗已不能真實反映出地層實際的敏感性程度。為此，通過室內動態物模實驗，研究水敏性在各溫度階段的作用大小。實驗表明，初期隨溫度的提高，滲透率逐漸下降；近200℃時滲透率開始了恢復過程，但更明顯的變化是在200℃這個點的前后。溫度大于250℃后，滲透率均超過了用30%氯化鉀溶液測定的初始滲透率值。這說明溫度的增加對于改善該油田儲層的滲透率有利。

三、油層保護技術研究

針對王莊油田存在強水敏和中等堿敏的特點，在儲層敏感性評價試驗的基礎上，研制和篩選了BPS強抑制性防膨泥漿體系、高效CFP-1和GFP-2常溫高溫防膨劑及JJ-8降PH值劑，配套了適合王莊敏感性稠油油藏作業及注汽全過程的油層保護技術。

（一）作業過程中的油層保護技術

對幾種常用粘土防膨劑進行篩選，從常溫粘土防膨劑篩選可看出CFP-1高效粘土防膨劑可以很好的防止粘土礦物的膨脹。

試驗表明，當防膨劑使用濃度為4-6%時，在注入大量水后巖心滲透率依然保持較高水平。因此綜合評價在地層高飽和預充填施工過程中防膨劑使用濃度選擇4%，而在射孔液、作業洗井液中則使用濃度選擇2%。

（二）注汽過程中的油層保護技術

1. 高溫防膨保護技術

對幾種常用高溫粘土防膨劑進行篩選，把各種防膨劑稀釋成10%的溶液，量取40ml，稱取6.0g鈉土，一起放入高溫高壓容器中，搖勻后放在恒溫箱中，分別在60℃，200℃，300℃的條件下靜置12h，取出后計算并評價其防膨效果。

從高溫粘土防膨劑篩選表可看出GFP-2高溫粘土防膨劑在高溫條件下具有良好的防膨效果，因此注汽前作為前置液注入，進行油層預處理，防止油層傷害。

鄭王儲層具有強-極強水敏，注汽過程中易發生粘土膨脹，采用GFP-2進行高溫防膨處理。注汽2d~3d天后近井地帶溫度升到200℃以上時，用GFP-2處理可使蒙脫土變為不膨脹的礦物，最大限度地保持原有的滲透率，降低注汽壓力，提高注汽質量。

實驗結果表明，GFP-2處理后的巖心滲透率為水敏后的2～5倍，保持了初始滲透率的66%左右，效果比較理想。因此采用高溫粘土防膨劑可以起到抑制粘土膨脹的作用。

沙一段儲層高溫水敏評價為高溫強水敏性,雖然注汽前擠注高溫防膨劑,但隨著蒸汽波及范圍的不斷擴大,作為前置液擠入的高溫防膨劑不斷被稀釋,有效濃度降低,影響防膨效果.為了充分發揮高溫防膨劑,特別是保持蒸汽波及前沿的有效濃度,采取拌蒸汽擠注高溫防膨劑工藝技術,降低注汽壓力,提高注汽效果。

2. 防止注汽過程中堿敏傷害技術研究

王莊油田儲層具有中等堿敏性，當進入地層中的液體PH值≥10時，地層滲透率下降加劇。而蒸汽鍋爐蒸汽液相中OH-加大，結果形成一種強堿性的溶液。干度不同，pH值有所變化。根據測得的結果，蒸汽液相pH值一般大于10。因此，研制出降濕蒸汽PH值效果好的JJ-8化學助劑：與其它常用的降PH值化學劑相比，JJ-8具有耐高溫、低腐蝕、降PH值顯著的特性。JJ-8作為前置液對油層進行預處理，降低蒸汽液相的pH值，從而降低高堿蒸汽對油層的傷害。

四、防砂工藝技術

針對王莊儲層膠結疏松、易出砂的特點，配套應用成熟的具有改造油層特點的擠壓礫石充填復合防砂和壓裂防砂工藝。針對鉆井過程中由于泥漿漏失造成油層污染的情況，防砂前進行地層預處理，實施防膨酸化和負壓返排工藝技術，來解除泥漿堵塞，提高近井地帶的表皮系數。

五、效果評價

王莊油田沙一段稠油油藏投入開發以來，油井作業過程中采取高效粘土防膨劑油層保護技術，注蒸汽前擠注高溫防膨劑以及JJ-8作為前置液對油層進行預處理，注蒸汽過程中采取拌蒸汽擠注高溫防膨劑油層保護技術，同時采用負壓返排、礫石充填復合防砂和壓裂防砂工藝，取得了比較好的效果：截至2010年6月熱采井143口，日產液能力1725t/d，日液水平1463t/d，日油能力797t/d，累積產油145×104t，采油速度1.1％，采出程度達到10.4％。

通過前期研究，應用創新配套技術，突破了制約強水敏稠油油藏開發的瓶頸，實現了王莊強水敏稠油油藏的有效動用，超過了方案設計指標，實現了王莊稠油油藏的高效開發。

六、結論與認識

對敏感性稠油油藏敏感性機理研究，搞清影響儲層敏感性的主要因素，通過實驗研究和實踐探索,在開發過程中采取高效粘土防膨劑對油層進行預處理油層保護技術，配套負壓返排、礫石充填復合防砂和壓裂防砂工藝，是保護油氣層，實現敏感性油藏高效開發的關鍵。王莊油田敏感性稠油油藏的成功開發，是國內敏感性稠油油藏開發史上的一大創舉，為類似的低品位油藏的開發提供了寶貴的經驗。

參考文獻：

篇9

關鍵詞：稠油開發；工藝技術配套；推廣應用

中圖分類號：TE3 文獻標志碼：A 文章編號：1673-291X（2014）07-0206-02

一、概況

文南油田沙一段大都為稠油層，由于文南油田稠油層與其他油田相比油層埋藏深、開采工藝難度大、高投入、低產出等原因，稠油層基本未進行開發，即使射開油層也往往進行關井處理。調查顯示目前文南油田有45口井的稠油層具有開發價值，稠油儲量約40萬噸。若投入開發20口井，則產能有望達到60t/d，對文南油田的的上產穩產具有重要意義。

二、技術措施

1.化學降粘

主要對50℃時粘度小于500mpa.s、流動溫度低于50℃的稠油井，采取加入一種降粘劑的方法降低稠油粘度，使其在常溫下只配套合適的抽油泵、采用常規的抽油方法就能正常生產。

2.抽稠泵工藝技術

抽稠泵為液壓反饋式抽油泵，它主要由兩臺不同泵徑的泵串聯而成，中心管將上下柱塞連為一體，沒有固定閥門，下沖程時產生較大的反饋力，大大減少了桿柱下行阻力，改善了抽油桿的受力狀況；由于沒有固定閥，可不動管柱進行注氣熱采及正反向洗井、沖砂，作業方便，適用于常規稠油井及注汽熱采稠油井生產。但抽稠泵工藝技術只是稠油開采的輔助手段，一般情況下，開采稠油粘度在4000mPa.s以內。如果開采粘度過高，必須采取加熱或降粘等其他工藝措施。

3.電加熱抽油桿技術

電熱抽油桿技術采用35CrMo合金空心桿，規格分為36mm*5.5mm，34mm*5.5mm，34mm*5.0mm，以單根抽油桿形式存在，兩頭密閉，內部設有PTC半導體加熱材料和導電母線，半導體一端與空心桿外壁連通，另一端經保險裝置接入導電母線，半導體加熱材料并聯運行，某一加熱單元損壞后，不影響系統的正常工作。

4.雙空心桿稠油開采工藝技術

雙空心桿及配套裝置由雙空心桿、燃氣加熱器、循環泵、儲水罐、泄壓閥、光桿四通、軟管等組成。該裝置采用同軸式雙空心抽油桿內循環熱傳導加熱方式，有一個內外相互密封的獨立通道，利用地面燃氣加熱器把熱載體（水）加熱，再經循環泵加壓后（2MPa左右），以過緩沖和分離氣體后，通過特制四通接頭，注入雙空心抽油桿的內空心通道，熱載體在循環泵的高壓驅動下，克服管壁磨擦，高速（約1.5m/s）流至雙空心桿的加熱尾端，然后通過環空返至地面熱交換器內再次加熱。

三、現場應用效果

（一）應用電熱桿與雙空心桿開采稠油效益對比

1.一次性投入

雙空心桿：一次性投入38.5萬元；電熱桿：一次性投入25萬元。

對比：一次性投入電熱桿比雙空心桿少13.5萬元。

2.耗能

每方氣按1.0元計算。

雙空心桿：每小時消耗天然氣3.75m3，日耗氣費：1.0×3.75×24=90元；地面循環泵額定功率3Kw，日耗電費：3×24×0.672=

48.384元；合計日耗電（氣）費：90+48.348=138.384元。

雙空心桿年耗電（氣）費：138.384×365=5.05萬元。

電熱桿：以W184-60為例，實測每小時耗電83.5度，日耗電2004度。電熱桿日耗電費：0.672×2 004=1 346.88元；電熱桿年耗電費：0.134688×365=49.15萬元。

對比：電熱桿與雙空心桿耗能對比：年增加費用49.15-5.05=44.1萬元。

3.維護費用

電熱桿使用周期為105天左右，而雙空心桿井檢查周期可達三年以上。所以雙空心桿一年至少比電熱桿減少作業三次，節約作業勞務費就達20萬元以上。

4.結論

雙空心桿與電熱桿相比每年凈節約費用65萬元左右，其中電費44.1萬元，作業費21萬元。

（二）2013年應用情況及效果

截至目前，文南油田應用雙空心抽油桿熱循環技術開采稠油5口井，工藝有效率100%，累計增油2 287.2t。

1.投入費用：

雙空心抽油桿循環加熱裝置每套38.5萬元，5口井合計投入費用192.5萬元。

每小時消耗天然氣3.75m3，日耗氣費：1.0×3.75×24=90元

地面循環泵額定功率3Kw，日耗電費：3×24×0.672=

48.384元

合計日耗電（氣）費：90+48.348=138.384元

一套雙空心桿年耗電（氣）費：138.384×365=5.05萬元

5口井合計年耗電（氣）費：5.05×5=25.25萬元

5口稠油井年合計投入費用：192.5+25.25=217.75萬元

2.經濟效益

5口井年累計增油2 287.2t，每噸油按5 000元計算，年累計創收：2 287.2×0.5=1 143.6萬元。

篇10

【關鍵詞】塔河油田;奧陶系;稠油油藏;地質特征;開發技術

包含塔河油田在內，奧陶系鹽酸鹽巖稠油油藏大多分布于含有油氣的盆地中，是一種非常特殊的油氣藏資源，也是我國埋藏深最大的稠油油藏，約為5000-5700米，儲集體基本可分為溶洞型、裂縫型、縫洞型三類，非均質性特點是其最主要的特點。該油藏在開發的過程中，會表現出油井的建產率低，缺乏對單井儲量的有效控制，出水后油井的產量會迅速降低等問題。為了能夠有效解決這些問題，實現對稠油油藏的有效開采，我們需要加深對該油藏地質特性的認識，并加強對開發技術的研究，這也是今后塔河油田奧陶系稠油油藏開采的重點。

一、塔河油藏的地質特征分析

塔河油田地區奧陶系稠油油藏的地質特點和其他稠油油田相比，在共性特點之外，還具有其特殊的特點，具體可以從以下3個方面進行概括：第一，稠油油藏的儲集空間比較復雜，儲集的類型和有效儲集體的形態以及具體的分布范圍很難確定。這是因為，塔河油田處于長期發育古隆起的側部，其油藏是在長期的構造運動和巖溶作用的共同影響下在縫洞型碳酸鹽巖中形成的。這種儲層空間主要包括溶蝕孔、溶蝕洞、微裂縫等，具有雙重或多重孔隙介質的儲集類型。第二，油藏的埋藏較深，無法有效確定油層厚度。其埋深約為5000-5700米，再加上油田中的原油以含硫量和粘度很高的重質流體為主，油藏類型屬具底水、低飽和的巖溶縫洞型油氣藏，所以難以判斷其油層厚度。第三，流體的性質復雜，邊界不清，且其密度和粘度高。由奧陶系稠油的地面密度及動力粘度平面分布來看，稠油性質差異較大，存在著普通稠油、特稠油甚至超稠油。

二、塔河稠油油藏的開發技術分析

塔河油田奧陶系稠油油藏的開發正處于起步階段，由于其儲層位于巖溶縫洞，再加上稠油本身就屬于重質流體，所以大大增加了開發的難度。從上文的分析可知，本地的稠油油藏的原油密度較大，而且黏度和凝固點都較高，所以導致其流動性較差，很難完成井筒的升舉操作，影響了施工和生產活動的正常進行。在這種背景下，如何采用科學合理的開發技術，提高本地區的稠油油藏開發效果已經成為當前生產工作的重點。筆者結合稠油油藏的地質特點，從如下三個方面進行了具體分析。

（一）加強對稠油油藏儲層非均質性的研究

要想對本地區的稠油油藏資源進行有效開發，對其儲層空間的地質特點進行深入研究是非常有必要，尤其是對巖溶縫洞的分布規律要有全面的認知。在此基礎上，通過原油本身的特點及其流體性質和滲流特點，就可以對開發的方式進行評價，有選擇性地選擇開發的方式。

（二）加大對稠油油藏開發方式和開發技術研究的力度

該油藏屬于縫洞型碳酸鹽巖的底水油藏，其高角度裂縫的發育比較廣泛，所以為水體的推進提供了有利條件。與此同時，原油的黏度要遠遠高于水體，而且兩者的流度比值較大，所以油井一旦見水，其含水量就會迅速上升，很容易暴性水淹的發生。另外，在長時間的水洗作用之下，下部分原油的粘度會進一步加大，所以需要加大對油層條件下原油黏度和溫度的關系，并加強對稠油和超稠油的驅油效率的研究，除此之外，原油的流變特點和高溫相滲試驗也是研究的重要內容之一。通過這些開發理論的研究來實現開發方式和技術的優化。比如說，有研究發現原油黏度的臨界值對于開發方式的選擇具有重要影響，大量的實踐也證明，通水驅與熱采的地下原油粘度的界限值在100-200mPa?s之間。

（三）稠油油藏的開采技術亟待突破和創新

從塔河油田已經查明的稠油和超稠油的儲量來看，約占60%。它們的儲層非均質的程度比較嚴重，同時受到稠油本身特點的影響，所以單個油井無法實現對儲量的有效控制。從目前本油田采取的相關措施來看，提高產油量的最佳途徑就是參稀采油。因為酸化技術的使用對提高稠油油井的生產能力具有非常重要的作用。但是以目前油田稠油開采的實際情況來看，這一技術的開發還需要進一步加強。同時，稠油油藏本身性質的復雜性極大地限制了傳統開采技術的應用，所以進行開采技術的創新和突破是目前研究的重點。

結束語

綜上所述，塔河油田奧陶系稠油油藏具有巨大的開采價值，但是在實際的開采過程中卻面臨著一些問題。為了有效解決這些問題，本地稠油油藏的開采率，筆者首先從3個方面對塔河油田奧陶系稠油油藏的地質特點進行了總結和概括，然后從實際出發，對開采技術未來的研究方向和亟待解決的問題進行了比較全面的分析。但是本文并未對稠油油藏的自身特點和具體的開采技術進行深入分析，這是本文研究的不足之處，也是今后筆者研究的重要方向。

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